大庆外围油田油井捞油界限研究

尽管提捞采油更适合于低产新建产能井和零散油井，可大幅度降低投资和成本，提高经济效益，但并不意味着所有低产井和低效或无效井转捞油后都有经济效益。为此，以油藏工程理论为基础，通过全面总结捞油实践，提出油井捞油或抽油转捞油经济极限产量和含水经济界限确定方法，并提出了计算公式，指出了主要影响因素。该方法简便适用，为确保大庆外围油田经济有效的开展提捞采油工作和提高外围油田开发效益提供了技术依据。     

油水井措施经济效益分析方法

油水井实施措施是针对油气藏产量出现下降，经济效益变差时，为提高油气井产量，提高油气藏采收率，以期得到良好的经济效益，而对油水井实施的适当工艺技术方法。从经济学的角度，分析油水井实施措施时出现的基本情况，确定措施有效期、措施增油（液）量、油田措施增量成本、措施油含水的计算各个参数，得出措施评价指标中的措施直接成本、措施总产出、措施油内部利润、措施增产经济极限产量。     

预测油田经济极限产量的一种综合模型

应用非线盈亏平衡分析方法可求出注水开发油田年最低经济极限产量，而Hubbert模型和Lp-Lp/Np关系可导出时间与产油量、产液量及含水率等开发指标之间的关系，将三者结合可得到最大经济极限产量下所对应的经济极限含水率、经济极限可采储量等经济开发指标。应用模型预测累积产油量的相对误差0．09％－3．77％，精度高，符合生产实际。该方法操作简便，利于广泛推广应用，可为开发及生产决策提供依据。     

胜利油区非经济产量计算模型

运用油藏工程和经济学的基本原理，建立了新井经济极限初产油量计算模型，找出了胜利油区吨液成本与平均单井日产液量之间的关系，简化了老井经济极限含水计算模型，统计出了胜利油区不同油价条件下的非经济产量，建立了胜利油区不同油价条件下的非经济产量百分数与平均单井年产油量的计算模型，对于确定油田的非经济产量、提高油田开发的经济效益具有有重要意义。     

预测油田经济极限产量的一种综合模型

应用非线性盈亏平衡分析方法可求出注水开发油田年最低经济极限产量,而Hubbert模型和Lp～Lp/Np关系可导出时间与产油量、产液量及含水率等开发指标之间的关系,将三者结合可得到最大经济极限产量下所对应的经济极限含水率、经济极限可采储量等经济开发指标。应用模型预测累积产油量的相对误差0.09%～3.77%,精度高,符合生产实际。该方法操作简便,利于广泛推广应用,可为开发及生产决策提供依据。     

一个小型碳酸盐岩潜山油藏动态特征

涠10－3北油田是一个小型碳酸盐岩潜山油藏，弹性水压驱动类型，底水能量充足，利用天然能量可以不注水开发油田。其开发动态特征：底水锥进，油井过早见水，含水上升速度快；产量迅速下降，没有稳产期；含水上升速度及产量递减率随有油速度增大而增大；不能以加大生产压差来增加采液量；具同一压力系统及同一油水界面。水驱曲线法计算，目前可采程度低，仅14％。产量过大，超过极限产量是油井提前见水的主要原因。建议控制油井产量在极限产量的30.0%-50.0%，采油速度以2.0%为宜，油层射开程度10.0%。     

水驱油田不同含水时期合理注水量计算方法

水驱油田进入全面注水开发后，处理好注水问题是原油生产的基础与保障。目前确定水驱油田注水量的普遍方法是依据先定的注采比和产液量目标来计算，受人为因素影响大。以Ｌｏｇｉｓｔｉｃ旋回为基础，建立了油田或区块的综合含水与累积耗水量、综合含水与累积水油比的数学关系，能够求出不同含水时期一定产油量指标所需合理注水量的定量关系式。经实际检验，用此方法计算、规划水驱油田的合理注水量是可行的，还可用此方法规划油田或区块的合理注采比。但是在油田或区块开发未进入全面注水阶段及做重大调整后，不能采用此方法。图３表２参１（郭海莉摘     

辽河油区注水开发油田产液量变化规律认识

辽河油区注水开发油田储层类型多样,油品性质多样,运用油藏工程方法,利用不同类型注水开发油藏无因次采出指数与含水关系,明确了不同类型油藏含水变化对产液量的影响规律,并进一步研究了注水开发油藏采液速度与采油速度的关系.分析认为:保持合理的采液速度是中、低含水期油田稳产及高含水期减缓递减的有效手段.该研究可为不同类型注水开发油藏采液速度的优化提供借鉴.     

强化采液的技术经济效果

本文简述国内外典型稠油油田强采时机，着重分析进入高含水阶段后，特别是处于特高含水阶段时，采取强化采液措施的技术经济效果，并指出评价强化采液极限含水时适当对含水、产量、成本、利润、采收率、市场油价、国家对原油需求等因素予以综合考虑。最后提出确定极限产量的方法。     

用水驱曲线确定经济极限含水率的方法及其应用

在我国,对于注水开发油田,水驱曲线法是预测油田可采储量的重要方法。该方法的有效应用,有赖于直线段选取的可靠性和极限含水率确定的合理性。然而,对于不同流度注水开发油田,由行业标准统一规定,一律选用98%的含水率作为预测可采储量的作法,不但是不恰当的,也是缺乏理论依据的。对于业已进入中高含水期产量递减的油田,基于以往笔者的研究成果,依据不同的技术经济条件,应用确定经济极限产量的概算法,提出了确定经济极限含水率的方法,并用于水驱曲线法,预测油田的经济可采储量。通过实例的应用表明,该方法是实用有效的。     

海上注水开发油田单井经济极限含水率分析

经济极限含水率对注水开发油田具有重要的经济意义,目前行业标准笼统选取98%的含水率作为单井经济极限含水率,没有考虑经济因素,显然有失合理性。为合理确定不同经济条件下的单井经济极限含水率,评估单井生产是否具有经济效益,基于油价、油田实际产出、成本、税金等经济参数,运用投入产出平衡理论,首次推导出海上注水开发油田单井经济极限含水率计算模型。以渤海Q油田为例,计算了不同油价、不同采油速度下单井经济极限含水率,并绘制相应图版,评价了油井生产是否具有经济效益。结果表明：成本一定时,油价和采油速度对经济极限含水率影响较大,经济极限含水率随油价的升高而增大,随采油速度的增大而增大。对具有高采油速度的海上注水开发油田而言,高油价（$100/bbl,1 bbl=0.159 m³）下的经济极限含水率高达99.11%,远高于目前行业标准规定的98%的经济极限含水率数值,延长了油井高含水期效益生产的寿命,大幅度提高了单井经济效益,对海上注水开发油田单井生产策略具有重要的指导意义。     

喇嘛甸油田开发经济界限的确定

利用盈亏平衡原理，依据喇麻甸油田实际开发资料，推导出了关井含水界限、单井产量界限、措施井实施界限等经济界模型及相应图版，参考含水、产量、措施界限，对喇嘛甸油田南中块的地层条件差、低产液堵水井、注采不完善和高含水等4种类型无效井提出了在生产过程中提高经济效益的几点建议以及相应的治理措施，为油田生产及成本控制起到了指导作用。     

内嵌经济条件的采收率预测图版

鉴于在固定极限含水率下得到的传统童氏图版难以确保特殊油藏采收率预测精度,从甲型水驱曲线入手推导了采收率预测图版的基本公式,并考虑油田经济参数、单井平均日产液量、年递减率等因素推导出了经济极限含水率的计算公式,结合海上某油田的具体情况分别建立了经济极限含水率和采收率的预测图版.研究结果表明,经济极限含水率随油价上升而上升,且低油价时上升较快,随着油价的升高其变化渐趋于平缓;经济极限含水率随单井日产液量和递减率的增大而增大,且其影响在低油价下较为显著,随着油价升高相应经济极限含水率的差别减小.通过与传统童氏图版的预测结果对比.油价为4000元/t时,应用新图版预测海上某油田采收率的精度提高了2.1%;油价为2000元/t时,预测精度提高了6.7%.新图版的建立为快速准确预测不同油藏的采收率奠定了基础.     

Application Research of Oil Development Costs in Reservoir Management

Based on oil development costs, the application research in the technical and economic limits calculation of oil development and the production optimal allocation to all the oilfields, was finished. At the same time, according to the regression of real development costs, a new method for oil well economic water cut and oil well economic rate are set up, the production optimal allocation is developed with satisfactory results.     

用生产测井资料求储层剩余油饱和度的新方法

针对生产实际中没有油水相对渗透率曲线而无法用生产测井资料求储层剩余油饱和度的问题，提出一种求储层油饱和度的新方法。根据达西定律推导出储层产水率与油水相对渗透率的关系式，并利用油水相对渗透率与含水饱和度的经验关系，建立了储层产水率与含水饱和度的关系式，同时，讨论了岩石参数和流体特性对产水率的影响。通过综合运用裸眼井常规观测井资料和套管井中生产测井资料（产出剖面测井资料和碳氧比能谱测井资料），研究确定区块每一储层产水率与含水饱和度之间关系式。根据不同储层的经验关系式及产出剖面测井资料可求出对应产层的含油饱和度值，从而为油田进一步开发调整提供依据。     

水平井蒸汽吞吐经济技术界限

利用水平井蒸汽吞吐开发薄层、超稠油以及具有边底水等复杂条件的稠油油藏具有较好的优势,但是水平井投资大,风险高,研究水平井蒸汽吞吐经济技术界限十分必要.基于油藏数值模拟和动态经济评价方法,研究了无边底水、边水以及底水3类稠油油藏水平井蒸汽吞吐的油层有效厚度界限、油价边界值以及地面原油粘度界限.底水稠油油藏含水率上升最快,开发效果最差,因此经济技术界限也最为苛刻.当油价为50美元/bb1时,地面原油粘度为10 000 mPa·8的无边底水、边水以及底水稠油油藏进行水平井蒸汽吞吐开发的油层有效厚度界限分别为2.7,2.9和13.8 m.建立不同油价下的经济技术界限图版以及定量关系式,便于根据油价波动动态地指导不同类型稠油油藏水平井蒸汽吞吐经济开发.     

特高含水期水驱油井压裂潜力研究

针对特高含水期水驱油井压裂对象不断变差,压裂选井、选层难度不断加大等问题,从油藏工程角度和矿场实际出发,综合运用复相关及灰色关联方法进行了主要影响因素的筛选,分析了压裂层段有效厚度、压裂层段渗透率、压裂层段地层系数与全井地层系数比值、压裂前全井含水、压裂前全井日产液、压裂前压差等6 项压裂效果的主要影响因素。运用数据组合处理方法（GMDH）建立了压裂增油量与主要影响因素之间的回归模型,运用经济学的投入、产出原理建立了压裂增油量经济界限模型,明确了压裂增油是否经济有效与压裂井投入及相应成本变化之间的关系。研究中所运用的方法及建立的压裂增油量预测模型和经济界限模型,对特高含水期水驱油井压裂潜力的研究具有一定的参考价值。